雅克拉气田单井进站集输管线腐蚀原因分析

2019-06-17

石油化工腐蚀与防护 2019年2期

(中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆阿克苏 842017)

雅克拉凝析气田于2005年11月开始投入生产，原设计单井集输管线和进站阀组管线均为16Mn材质。管线运行1年后，单井集输管线开始出现腐蚀爆管现象。2007年YK1和YK5H井口回压管线先后出现爆管现象，不仅造成产量损失，还给正常生产带来了安全隐患。为此，开展了单井集输管线腐蚀的防护工作，先后将井口回压管线和集输主管线更换为更耐蚀的高压玻璃钢管、20号钢+316L双金属复合管、06Cr13不锈钢和柔性复合管[1-2]。目前，单井集输主管线腐蚀得到一定程度的控制，管线腐蚀逐渐由井口向站内方向转移。柔性复合管通过钛合金转换接头与进站阀组16Mn管线焊接,20号钢+316L双金属复合管直接与进站阀组16Mn管线焊接，不同材质管线焊接在油田腐蚀介质中易发生电偶腐蚀[3]。站内20号钢+316L双金属复合管通过绝缘接头与进站阀组16Mn管线焊接，在距绝缘接头焊缝5 cm的16Mn管线底部发生腐蚀开裂[4]。

1 腐蚀情况

2018年9月，在YK5H井中，距20号钢+316L双金属复合管与16Mn管线焊缝3 cm的集输管线底部发生开裂，腐蚀开裂长度8 cm，管线底部最小壁厚仅有2.11 mm，见图1。原管线规格为φ168.3 mm×11 mm，管壁整体腐蚀减薄，上部最大壁厚7.89 mm，材质为16Mn。进站埋地集输管线前为抗腐蚀特殊材质管线，其后为16Mn钢管线。

在YK2井中，距进站阀组绝缘接头焊缝5 cm的集输管线底部发生腐蚀开裂，腐蚀开裂长度约70 cm，管线底部最小壁厚为2.16 mm，见图2。原管线规格为φ114.3 mm×8 mm，管壁整体腐蚀减薄，管线上部最大壁厚3.46 mm，管线材质为16Mn。图3为进站阀组埋地集输管线流程示意。图3中红色圈处为腐蚀开裂的位置。

图1 YK5H井16Mn管线底部开裂

2 腐蚀环境

YK2井产气量13×104m3/d，产液量25 m3/d，进站压力6.5 MPa，温度35 ℃。该井天然气中甲烷体积分数平均85.45%，乙烷体积分数平均5.31%，丙烷体积分数平均2.07%，平均相对密度0.66；CO2体积分数为2.6%～3.4%。

图2 YK2井16Mn管线底部开裂

图3 进站阀组埋地集输管线示意

YK5H井产气量50×104m3/d，产液量110 m3/d，进站压力6.5 MPa，温度45 ℃。该井天然气中甲烷体积分数平均86.15%，乙烷体积分数平均5.21%，丙烷体积分数平均2.10%，平均相对密度0.66，CO2体积分数为2.1%～3.5%。

天然气中水质量分数为2.4%～15%，水型均为CaCl2，氯离子质量浓度为66 000～74 000 mg/L，总矿化度为120 000～160 000 mg/L。

3 腐蚀原因分析

3.1 管线材质和腐蚀产物分析

3.1.1 材质成分

采用光谱分析仪对单井集输管线腐蚀管段进行化学成分分析，结果见表1。从表1可以看出，该管线材质成分未见异常，符合16Mn材质成分要求。

表1 服役管线材质化学成分 w，%

3.1.2 金相组织

对单井进站集输管线失效管段取样进行金相分析，管线底部开裂部位内表面金相组织见图4。

图4 腐蚀开裂部位内表面组织

3.1.3 腐蚀产物

底部开裂部位腐蚀产物微观形貌见图5。图6为失效管段底部腐蚀产物X射线衍射分析图谱。腐蚀产物能谱分析结果见表2。

图5 腐蚀产物微观形貌

图6 腐蚀产物X射线衍射图谱

元素x,%C19.16O56.97Si0.39P0.40S0.85元素x,%Mn0.48Fe20.32Cu0.45Zn0.60Ca0.38

由表2可见，腐蚀产物主要由氧、铁、碳、硫、磷以及少量其他元素构成，其中磷和硫元素来自凝析油。铁、碳、氧的原子比基本符合FeCO3的原子比，结合图6的X射线衍射图谱，可以判定腐蚀产物主要为FeCO3。

3.2 电偶腐蚀

现场使用情况表明，不管20号钢+316L双金属复合管与16Mn直接焊接[5],还是通过绝缘接头焊接，均在距焊缝3～5 cm的16Mn管线底部发生腐蚀开裂。20号钢+316L双金属复合管是由基层(20号钢)和覆层(316L)组成，316L不锈钢开路电位为-0.3 V，16Mn钢开路电位为-0.7 V，在有水的CO2腐蚀环境下，16Mn钢和316L不锈钢焊接处易发生电偶腐蚀，其中16Mn钢为阳极，316L不锈钢为阴极。在集输管线内底部容易积聚液态水，水溶解CO2形成典型的酸性腐蚀环境，为16Mn钢和316L不锈钢发生电偶腐蚀提供了条件[6]。

3.3 CO2腐蚀

CO2溶于水之后形成CO2腐蚀环境，对金属材料有很强的腐蚀性。在相同pH值下，由于CO2总酸度比盐酸高，因此CO2对金属材料的腐蚀程度比盐酸还要严重，该环境对材料造成的局部腐蚀和破坏称之为CO2腐蚀[7]。CO2腐蚀为电化学腐蚀，在阴极和阳极处表现不同，在阳极处铁不断溶解导致了均匀腐蚀或局部腐蚀，表现为金属壁厚逐渐减薄或点蚀穿孔等局部腐蚀破坏；在阴极处CO2溶解于水形成碳酸，释放出氢离子，促进阳极铁溶解而导致腐蚀，同时氢原子进入钢中，造成钢材的氢致开裂[8]。实际工况下，CO2腐蚀与CO2分压、流体温度、流体速度相关，Cl-等也会对其产生很大影响。

3.3.1 温度和CO2分压的影响

(1)温度影响CO2腐蚀反应速度，同时也影响腐蚀产物成膜机制。温度影响介质中CO2的溶解度，介质中CO2浓度随着温度升高而减小；温度也影响反应速度，反应速度随着温度的升高而加快。温度的变化，影响了基体表面FeCO3晶核的数量与晶粒长大的速度，从而改变了腐蚀产物膜的结构与附着力，即改变了膜的保护性。在温度小于60 ℃的低温区，主要发生均匀腐蚀；在温度60～150 ℃的中温区，局部腐蚀严重；在温度大于150 ℃的高温区，钢铁表面形成薄而致密的FeCO3保护膜，腐蚀速率明显降低。雅克拉凝析气田集输温度处于60 ℃以下的低温区，主要发生均匀腐蚀[9]。

(2)CO2分压影响其腐蚀程度。根据NACE相关标准的划分，CO2分压在0.02～0.21 MPa时为中等腐蚀，分压超过0.21 MPa为严重腐蚀。雅克拉气田CO2分压为0.13～0.23 MPa，其CO2腐蚀属于中等—严重腐蚀区间。

3.3.2 流速和Cl-的影响

(1)高流速增大了腐蚀介质到达金属表面的传质速度,高流速也会阻碍金属表面腐蚀产物的成膜过程,并对已形成的保护膜起破坏作用，因此随着流速的增大，腐蚀速率增加。某些情况下，流速的增大又能促进可钝化金属的钝化过程，从而提高其耐蚀性。过高的流速将形成空蚀、冲刷腐蚀而加速金属材料的CO2腐蚀。雅克拉凝析气田单井集输管线介质流速为3.32～7.99 m/s,高流速下会发生CO2冲刷腐蚀[10]。

(2)Cl-具有离子半径小、穿透能力强，并且能够被金属表面吸附的特点。Cl-浓度越高，水溶液的导电性越强，电解质的电阻就越低，Cl-就越容易到达金属表面，加快局部腐蚀的进程。酸性环境中,Cl-的存在会在金属表面形成氯化物垢层，并破坏具有保护性能的FeCO3膜，从而加速腐蚀。